一、风电技术发展趋势

(一)世界风电技术趋势

近年来，各国在加大风电技术推广应用的同时，继续注重技术研发。目前，风电技术愈加成熟，新型技术不断出现，专项技术有所突破，适应范围愈加广泛，运行水平逐步提升。总体来看，世界各国的风电技术发展呈现单机容量不断增大、容量系数与风速区间不断提高、适应温度更加广泛、风功率预测精度稳步提升、可用率不断提高等特点。

(二)我国风电技术趋势

我国风电技术发展趋势与世界趋于一致，同时我国又具有自身的特点。高海拔区域风电技术逐渐突破。高海拔地区空气稀薄，风功率密度低，电机绝缘性能较差，电机散热不良。相比低海拔区域，高海拔区域风机建设、运营以及维护面临更大挑战。鉴于高海拔区域具有较好的风力资源，我国相关科研机构、政府部门以及企业联合技术攻关，已经在云贵高原、青藏高原等高海拔地区建设并运营风电项目，推动了技术进步，同时也促进了当地经济的发展。

单机容量增加更为迅速。我国新增风电装机单机容量呈逐年上涨态势，2005年新增风机单机容量849.7千瓦，2013年增加至1720千瓦，增加近一倍。2013年新增装机中，1.5兆瓦机型5466台，其余3692台单机功率均大于1.5兆瓦，1.5兆瓦机型已经成为基本机型。

直驱式技术得到推广。直驱风力发电机由风力直接驱动发电机，省略齿轮这一部件，亦称无齿轮风机。直驱风机可有效减少风机运行故障，而且具备高效率、低噪音以及高寿命等优点。目前，我国部分风电制造企业与外企合作，已经为多数风电运营企业供应了大量直驱风机，如金凤科技与德国Vensys公司合作研制出了1.5兆瓦直驱式风机，目前已经运行数千台;湘电公司研制的2兆瓦直驱式风机也已进入市场，其中5兆瓦直驱式风机也已经开始运行。2013年新增大型风电机组中，永磁式直驱式风电机组约占33%。我国低风速的三类风区占到全部风能资源的50%左右，直驱式风机具有较大的发展空间。

变桨变速功率调节技术得到广泛应用。变桨距功率调节方式具有载荷控制平稳、安全和高效等优点。风机采用变桨距技术后，可通过改变桨距角获取风机需要的转矩，即调整桨距角予以改变气流对叶片的攻角，从而改变风电机组对空气动力的获取，保持功率稳定(高风速)，或提高风能利用效率(低风速)。变速恒频技术允许风机转速变化，而输出频率保持稳定，通常与变桨距技术联合应用。2013年，我国安装的风电机组全部采用了变桨变速恒频技术，而且2兆瓦以上风电机组大多采用三个独立的电控调桨机构，通过三组变速电机和减速箱对桨叶分别进行闭环控制。

全功率变流技术得到应用。全功率变流技术是指在发电机定子与电网之间接入变频器(功率与发电机相同)，发电机电流经过整流、逆变后成为与电网电压以及频率相同的电力。全功率变流技术在发电机故障时可进行无功输出，维持电压稳定。此种技术可较好解决低电压穿越问题，实现与电网友好型发展，是风电技术发展的一种趋势。

目前，我国风电机组叶片长度不断增加，关键零部件故障率不断降低，风电机组可靠性能日趋提升。随着我国风电装机规模不断扩大，新型技术有望继续出现，同时成本将有望继续降低。

二、风电成本研究

(一)世界主要国家风电成本特点

风电成本逐渐下降。从投资成本(包括风机、并网、基建、其他设施以及安装等等)来看，2009年全球风电投资成本为每千瓦1450～2600美元。随着原材料(钢铁、铜)成本逐渐下降、供需情况出现逆转以及制造商竞争激烈等因素影响，目前全球风电成本有所下降而且范围更加宽泛，达到每千瓦1100(中国)～2600美元(日本)，其中美国与西欧分别为每千瓦1600美元以及1700美元。相比2008年，2013年，全球(不含亚洲)风电投资成本已经下降近1/3，具体如图1所示。

在部分风力资源丰富的国家，风电已经几乎可以和常规电源竞争。例如，巴西、澳大利亚、智利、墨西哥、新西兰、土耳其以及南非等国家的陆上风电几乎可以和新建燃煤机组以及新建燃气机组竞争。

各国风电成本差异显着。各国环境差异显着，发展规模不一，技术研发情况有所不同。在多种因素影响下，中国、美国、丹麦以及西班牙等风电大国成本较低，而日本等国平均成本仍然较高。2012年，中国风机平均成本为每千瓦436.6欧元，单位造价(即投资成本)为每千瓦1220欧元。相比之下，日本风机成本为1740欧元/千瓦，造价为每千瓦2610欧元(海上风电成本较高也是影响其他国家风电成本较高的部分原因)。

风电造价规模效益明显。伯克利实验室对美国2012年建造的部分电站进行分析，结果显示，电站装机规模从小于5兆瓦到50-100兆瓦，单位投资成本随规模增加明显下降;大于100兆瓦时，规模经济逐渐消失。另外，风电单机容量也呈现出一定的规模效应，即风电平均单位造价随着单机容量增加而降低，尤其在低容量时这一现象尤为明显。

(二)我国风电成本现状

2006～2013年，我国风电造价总体呈下降趋势。其中，2007～2009期间风电投资成本有所回升，一方面由于风机成本上涨，另一方面与劳动力成本以及并网成本上升等因素相关。2009～2013年，我国风机供不应求局面得到缓解，随着规模化应用以及技术不断进步，风电造价重新回归下降趋势，2013年已经跌至每千瓦8000元左右。

(三)风电成本预测

1.研究方法介绍

从国际主要研究机构(IEA、PCC、EIA等)研究方法来看，可将规模效应作为影响投资成本的重要因素。另外，从世界以及我国风电发展历程来看，世界风电装机每年以近20%的规模增长(2003～2011)，我国多年累计风机增长速率超过100%，而且中长期目标显示出明显的规模潜力。基于以上考虑，本文假定规模效应是影响价格的主导因素，结合相关机构研究成果，利用学习曲线对我国风电投资成本进行预测，即根据风电装机规模预测风电成本。若学习率为10%，即风电规模增加一倍，单位成本下降10%。度电成本是投资者考虑的主要因素之一。考虑到投资成本、运行成本以及贴现率等多种因素对度电成本的影响，本文采用国际上常用评价方法——平准化发电成本——进行研究(Levelized Cost of Electricity, LCOE)，即各项费用考虑贴现率后，单位电量的平均成本。

2.国外风电学习曲线及风电成本研究进展介绍

美国能源部对美国风电造价进行了统计分析，1982～2012年期间，美国风电学习率为7.2%，982～2004期间学习率为14.1%，未来风电造价仍有下降空间。IPCC汇总了主要文献关于风电造价学习率的成果，世界各国风电造价学习率位于4%～32%区间(最早时期为971年左右)，从最新时期来看，风电造价学习率为9%～19%。

IEA指出，通过优化设计、风机结构改造以及优化运行等手段，2030年风电平准化发电成本可降低20%(相比2010年);同时IEA对主要专家关于平准化发电成本的研究成果进行了汇总，根据具体情况，2030年LCOE可比2011年降低0～40%。

3.我国陆上风电成本研究

考虑到早期风电技术处于研发示范阶段、2006～2008期间风电无序发展以及其他因素影响，本文以2009～2013年风电造价为基础对2020年进行预测。综合多种因素影响，采用多种学习率情景进行了分析。其中：

8.8%学习率情景：假设未来成本符合2009～2013年趋势，学习率为8.8%。

0%学习率情景以及5%学习率情景：考虑到市场供求关系对价格影响、地形条件影响以及不当竞争影响，未来学习率可能偏低，本文以0%以及5%学习率予以替代。

2009～2013年新增风电学习系数E=0.132，学习率LR=8.8%。各情景下风电造价预测如下表所示。

0%学习率情景显示，2020年我国陆上风电造价为每千瓦8298元，LCOE为每千瓦时0.406，相应电价为每千瓦时0.593元;在2020年目标完全实现的前提下，而且年装机规模发展平稳，5%学习率情景可能实现，届时风电造价将为每千瓦7141元，LCOE以及电价分别为每千瓦时0.349元以及每千瓦时0.509元;受地理环境、人工成本等因素影响，2009～2013期间风电成本降低趋势难以复制，8.8%学习率情景难以实现。

三、建议

根据世界以及我国风电技术发展趋势，以及对我国风电经济特性分析，提出建议如下：

统筹产业链发展。目前风电产业已经不仅仅限于发电领域，还涉及到信息通讯、控制以及气象预测等领域，建议以风电产业链为基础，统筹考虑各领域对风电的影响，加大各部门各领域对技术研发的投入，推动涉及风电行业的各领域共同并积极参与风电相关技术研发，提高风电技术整体竞争力，促进风电与电网友好型发展，同时也为提高风电国际竞争力打下坚实基础。

完善技术研发体系建设。学习曲线效应显示，按照目前发展速度，2020年新建风电仍然难以与煤电相竞争，提高风电竞争力，必须进一步通过技术进步降低成本。我国风电企业数量较多，竞争较为激烈，导致重复性技术研发频繁发生，资源浪费严重，建议国家应建立大型公共研发示范平台，联合多家实力较强企业，加大对先进技术的研发以及攻关;同时加大对国家重点实验室资金投入，并尽快推动科研成果向实际应用转化;进一步建立完善的技术评级制度以及知识产权保护制度，提高企业技术研发积极性以及进一步加快企业间技术交流;进一步完善技术标准，引导企业公平竞争。

充分发挥学习曲线最大效应。受多种因素影响，各国学习曲线均不相同。我国风电发展规模相比其他国家较大，而且发展速度较快，提升我国风电学习率潜力较大。研究结果显示，我国陆上风电8.8%学习率情景相比5%学习率情景系统造价低11.3%左右。为充分发挥学习曲线效益，需合理规划产业发展，注重地域布局，合理衔接产业各个环节，制定适度年度目标，提高劳动者技能，改进加工工艺，不断积累工作经验，推动产业平稳发展，降低产业成本。

从各个环节降低风电LCOE。在项目前期过程中，注重资源选择，重视微观选址，落实电量输送与消纳;在建设施工阶段，应注重优化系统设计，重视工程质量;在设备采购环节注重价格控制与质量把控，同时注重先进技术的应用与推广;在运营过程中，重视功率预测系统的应用，提高运营人员素质，强化管理，提高系统可靠性;在运营模式方面，应不断创新，发展风光互补或风气互补等新型模式;在融资方面，应创新商业模式，改善融资结构，争取国家支持。